2分布式新能源接入配网标准2014.doc

《2分布式新能源接入配网标准2014.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2分布式新能源接入配网标准2014.doc（25页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、*电网分布式新能源接入配电网技术规定（征求意见稿）*有限责任公司目 录1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 接入系统原则35 电能质量46 功率控制和电压调节77 电压电流与频率响应特性88 安全99 继电保护与安全自动装置910自动化1111 通信与信息1212 电能计量1313 并网检测13附录1分布式新能源单点接入配网典型方案.16附录2分布式新能源接入配电网前安全性评估表.20前 言为促进*地区分布式新能源科学、有序发展，规范分布式新能源接入配电网的技术指标，*科学研究院开展了*电网分布式新能源接入配电网技术规定的编制工作。根据*配电网结构特点和安全运行要求，结合内蒙古分布

2、式新能源的特性，在深入研究分布式新能源对配电网影响的基础上，并充分吸收国家有关分布式新能源接入配电网的规定和成果的基础上制定本标准。该标准在电能质量、安全和保护、电能计量、通讯和运行响应特性方面参考了已有的国家标准、行业标准、IEC标准、IEEE标准。本标准中规定了通过10千伏及以下电压等级接入电网的新建或扩建分布式新能源接入配电网应满足的技术要求。本标准主要起草单位：*科学研究院。本标准由*（集团）有限责任公司发展策划部归口。本标准主要起草人： *电网分布式新能源接入配电网技术规定1 范围本规定适用于*电网范围内的分布式新能源接入配电网，分布式新能源发电是指位于用户附近，所发电能就地消纳，以

3、10千伏及以下电压接入电网，不需要升压送出，且单个并网点总装机容量不超过5兆瓦的新能源发电项目。分布式新能源包括太阳能、风能、天然气、生物质能、地热能、海洋能、资源综合利用发电。本标准规定了新建和扩建分布式新能源接入配电网运行应遵循的一般原则和技术要求，改建分布式新能源接入可参照本规定执行。2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。凡是标注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，但鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。 GB2894 安全标志及其使用导则

4、GB/T 123252008 电能质量 供电电压偏差 GB/T 123262008 电能质量 电压波动和闪变 GB/T 145491993 电能质量 公用电网谐波 GB/T 155432008 电能质量 三相电压不平衡 GB/T 159452008 电能质量 电力系统频率偏差 GB/T 20320-2006 风力发电机组 电能质量测试和评估方法GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T 5842007 3kV110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 1040 电网运行准则 DL/T 448 电能计量装置技术管理规定 DL/T 634.5101 远动设备及系统

5、 第5-101部分 传输规约 基本远动任务配套标准 DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分 传输规约 采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问 IEC61000-4-30 电磁兼容 第4-30部分 试验和测量技术-电能质量测量方法 IEEE 1547 Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems Q/GDW 370-2009 城市配电网技术导则 Q/GDW 382-2009 配电自动化技术导则 Q/GDW480-2010 分布式电源接入电网技术规

6、定内电营销201252号 *公司关口电能计量计费系统验收规范内电营销201254号 *公司关口电能计量装置管理办法Q/NMDW-YX-005-2012 *公司智能电能表技术规范3 术语和定义 本规定采用了下列名词和术语 3.1 分布式新能源 本规定所指分布式新能源指接入10千伏及以下电压等级的小型电源，包括同步电机、异步电机、变流器等类型。具体指太阳能、风能、天然气、生物质能、地热能、海洋能、资源综合利用发电。3.2 公共连接点 配电网中一个以上用户的连接处。 3.3 并网点 对于通过变压器接入公共电网的电源，并网点指与公用电网直接连接的变压器高压侧母线。对于不通过变压器直接接入公共电网的电源

7、，并网点指电源的输出汇总点，并网点也称接入点。3.4 变流器 用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式电能的电气设备。 3.5 孤岛现象 电网失压时，电源仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。 1）非计划性孤岛现象 非计划、不受控地发生孤岛现象。 2）计划性孤岛现象 按预先设置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。3.6 防孤岛 防止非计划性孤岛现象的发生。 注：非计划性孤岛现象发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：可能危及电网线路维护人员和用户的生命安全；干扰电网的正常合闸；电网不能控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设

8、备和用户设备。3.7 同步电机类型电源 通过同步电机发电的电源。 3.8 异步电机类型电源 通过异步电机发电的电源。3.9 计量点指电能计量装置装设点。3.10 专线接入 是指分布式新能源接入点处设置分布式新能源专用的开关设备（间隔），如分布式新能源直接接入变电站、开闭所、配电室母线，或环网柜等方式。3.11 T接是指分布式新能源接入点处未设置专用的开关设备（间隔），如分布式新能源直接接入架空或者电缆线路方式。3.12 功率因数 由电源输出总有功功率与总无功功率计算而得的功率因数。 4 接入系统原则 4.1 并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。 4.2

9、分布式新能源以单点方式接入配电网。接有分布式新能源的低压配电台区，不能与其他台区建立低压联络（配电室、箱式变低压母线间联络除外）。4.3 分布式新能源接入系统方案应明确公共连接点、并网点位置，并对接入分布式新能源的配电线路载流量、配变容量进行校核，以满足分布式新能源发电上网和离网后用户的用电需求。4.4 分布式新能源并网采用的方式共有三种：统购统销、自发自用、余量上网。4.5 当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑它们的影响。统购统销的分布式新能源总容量原则上不超过上一级变压器供电区域内最大负荷的30%；自发自用的分布式新能源总容量原则上不超过上一级变压器供电区域内最大负荷的50%；采

10、用余量上网的分布式新能源自发自用率原则上不应该低于70%，总容量原则上不超过上一级变压器供电区域内最大负荷的50%。4.6 不同容量分布式新能源接入配电网电压等级原则上应按照表1执行，最终并网电压等级应根据电网实际条件和并网方式决定。经过技术经济比较，分布式新能源采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。表1：不同容量分布式新能源接入配电网电压等级分布式新能源容量接入电压等级10千瓦及以下220伏10千瓦-200千瓦380伏200千瓦-5兆瓦10千伏4.7 10千伏分布式新能源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。4.8 接

11、入分布式新能源的10千伏公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。4.9 分布式新能源接入380/220伏配电网并网点应安装易操作、具有明显开断指示、具有开断故障电流能力的开断设备，断路器可选用微型、塑壳式或万能断路器，根据短路电流水平选择设备的开断能力，并需留有一点裕度，应具备电源端和负荷端反接能力。4.10 接入220伏配电网的分布式新能源，应校验同一台区每相接入的分布式新能源发电总容量，满足GB/T 15543-2008电能质量 三相电压不平衡规定的限值，防止三相功率不平衡。4.11 分布式新能源在接入前应进行安全性评估工作，具体内容见附件2。5 电能质量 5.1 一般性要求 分布

12、式新能源并网前应开展电能质量前期评估工作，分布式新能源应提供电能质量评估工作所需的电源容量、并网方式、变流器型号等相关技术参数。分布式新能源向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、电压波动和闪变等方面应满足相关的国家标准。同时，当并网点的谐波、电压偏差、电压不平衡度、电压波动和闪变满足相关的国家标准时，分布式新能源应能正常运行。变流器类型分布式新能源应在并网点装设满足IEC61000-4-30电磁兼容 第4-30部分 试验和测量技术-电能质量测量方法标准要求的A类电能质量在线监测装置，以实时监测分布式新能源电能质量指标是否满足要求。若不满足要求，分布式新能

13、源需安装电能质量治理设备，以确保分布式新能源发电系统合格的电能质量。10千伏（6千伏）电压等级并网的分布式新能源，电能质量数据应能够远程传送到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。380/220伏并网的分布式新能源，电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网企业调用。 5.2 谐波 分布式新能源接入公共连接点的谐波注入应满足GB/T 14549的要求，谐波电压和谐波电流限值分别见表2和表3所示。分布式新能源发电系统向当地电网注入的谐波电流允许值应按照分布式新能源发电系统安装容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。表2 公用电网谐波电压限值（相电压）电网标称电压

14、(kV)电压总畸变率(%)各次谐波电压含有率(%)奇次偶次0.385.04.02.064.03.21.610表3 注入公共连接点的谐波电流允许值标准电压（kV）基准短路容量（MVA）谐波次数及谐波电流允许值，A23456789101112130.3810786239622644192116281324610043342134142111118.5167.11310100262013208.5156.46.85.19.34.37.91415161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.51261006.16.85.3104.794.34

15、.93.97.43.66.8101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.15.3 电压偏差 分布式新能源并网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325-2008电能质量 供电电压偏差的规定，即： 10千伏及以下三相公共连接点电压偏差不超过标称电压的7%。 220伏单相公共连接点电压偏差不超过标称电压的+7%,-10%。 5.4 电压波动和闪变 分布式新能源并网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T 12326 -2008电能质量 电压波动和闪变的规定。分布式新能源单独引起公共连接点处的电压变动限值与电压变动频度、电压等级有关，见表4所示。表4：电

16、压波动限值r/（次/h）d/ %r 141 r 103*10 r 1002100 r 10001.25注：1 r 表示电压变动频度，指单位时间内电压变动的次数（电压由大到小或由小到大各算一次变动）。不同方向的若干次变动，若间隔时间小于30ms，则算一次变动；d 表示电压变动，为电压方均根值曲线上相邻两个极值电压之差， 以系统标称电压的百分数表示；2 很少的变动频度r（每日少于1 次），电压变动限值d 还可以放宽，但不在本标准中规定；3 对于随机性不规则的电压波动，以电压波动的最大值作为判据，表中标有“*”的值为其限值。分布式新能源在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据电源安装容量占供电容量的比

17、例、以及系统电压等级，按照GB/T 12326-2008电能质量 电压波动和闪变的规定分别按三级作不同的处理。 5.5 电压不平衡度 分布式新能源接入配电网后，其公共连接点的三相电压不平衡度不应超过GB/T 15543-2008电能质量 三相电压不平衡规定的限值，公共连接点的三相电压不平衡度不应超过2%，短时不超过4%；其中由各分布式新能源引起的公共连接点三相电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。 5.6 直流分量 分布式新能源内变流器类型的分布电源接入配电网额定运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流定值的0.5%。 5.7 电磁兼容 分布式新能源各设备产生的电磁干扰不应超

18、过相关设备标准的要求。同时，分布式新能源应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不受电磁干扰，执行部件不发生误动作。6 功率控制和电压调节6.1 有功功率控制通过10千伏（6千伏）电压等级并网的分布式新能源应具有有功功率调节能力，并能根据电网频率值、与电网调度机构协议或指令调节电源的有功功率输出，确保分布式新能源最大输出功率及功率变化率不超过电网调度机构的给定值，以确保电网故障或特殊运行方式时配电网的稳定。 6.2 电压/无功调节 分布式新能源不参与配电网电压调节，分布式新能源并网的同步电机、异步电机、变流器设备应满足以下规定：（1）同步电机类型分布式新能源接入电网应保证机端功率因数在0.

19、95（超前）0.95（滞后）范围内连续可调。 （2）异步电机类型分布式新能源应具备保证在并网点处功率因数在0.98（超前）0.98（滞后）范围自动调节的能力。 （3）变流器类型分布式新能源功率因数应能在0.98（超前）0.98（滞后）范围内连续可调。有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。在其无功输出范围内，应具备根据并网点电压水平调节无功输出的能力，不参与电网电压调节。 6.3 启停（1）通过380/220伏电压等级并网的分布式新能源的启停管理方式应报供电部门调度部门备案；通过10千伏（6千伏）电压等级并网的分布式新能源启停时必须执行电网调度机构的指令。（2）分布式新能源启动时需要考虑当前

20、电网频率、电压偏差状态和本地测量的信号，当电网频率、电压偏差超出本规定的正常运行范围时，电源不应启动。（3）同步电机类型分布式新能源应具备自动同期功能，启动时分布式新能源与电网的电压、频率和相位偏差应在一定范围，分布式新能源启动时不应引起电网电能质量超出规定范围。（4）分布式新能源启动时应确保其输出功率的变化率不超过电网所设定的最大功率变化率。除发生故障或接收到来自于电网调度机构的指令以外，分布式新能源同时切除引起的功率变化率不应超过电网调度机构规定的限值。（5）当分布式新能源因系统要求而停运，启动分布式新能源时需要考虑分布式新能源的当前状态、来自电力系统调度中心的指令和本地测量的信号。7 电

21、压电流与频率响应特性 7.1 电压响应特性 当电网电压过高或者过低时，要求与之相连的分布式新能源做出响应。该响应必须确保供电机构维修人员和一般公众的人身安全，同时避免损坏连接的设备。当并网点处电压超出表5 规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向配电网线路送电。此要求适用于多相系统中的任何一相。表5 分布式新能源的电压响应时间要求并网点电压要求*U 50% UN最大分闸时间不超过0.2s50%UN U 85% UN 最大分闸时间不超过2.0s85% UN U 110% UN 连续运行110% UN U 135% UN 最大分闸时间不超过2.0s135% UN U 最大分闸时间不超过0.2s注：

22、1. UN 为分布式新能源接入配电网点的电网额定电压；2. 最大分闸时间是指异常状态发生到电源停止向电网送电时间。7.2 频率响应特性 对于通过380伏电压等级并网的分布式新能源，当并网点频率超过49.5Hz- 50.2Hz 运行范围时，应在0.2s内停止向电网送电。通过10千伏（6千伏）电压等级并网的分布式新能源应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表6所示电网频率偏离下运行。表6 分布式新能源的频率响应时间要求频率范围 要 求低于48Hz 变流器类型分布式新能源根据变流器允许运行的最低频率或电网调度机构要求而定；同步电机类型、异步电机类型分布式新能源每次运行时间一般不少于60s，有特

23、殊要求时， 可在满足电网安全稳定运行的前提下做适当调整。 48Hz-49.5Hz 每次低于49.5Hz 时要求至少能运行10min 49.5Hz-50.2Hz 连续运行 50.2Hz-50.5Hz 频率高于50.2Hz 时，分布式新能源应具备降低有功输出的能力，实际运行可由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的分布式新能源并入电网。 高于50.5Hz 立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的分布式新能源并网。 7.3 过流响应特性 以专线方式接入的变流器类型的分布式新能源应具备一定的过电流能力，在120%额定电流以下，变流器类型分布式新能源可靠工作时间不小于1分钟；在120%150%

24、额定电流内，变流器类型分布式新能源连续可靠工作时间应不小于10秒。 7.4 最大允许短路电流 分布式新能源提供的短路电流不能超过一定的限定范围，考虑分布式新能源提供的短路电流后，短路电流总和不允许超过公共连接点允许的短路电流。 8 安全 8.1 一般性要求 为保证设备和人身安全，分布式新能源必须具备相应继电保护功能，以保证电网和发电设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全，其保护装置的配置和选型必须满足所辖电网的技术规范和反事故措施。分布式新能源的接地方式应和电网侧的接地方式保持一致，并应满足人身设备安全和保护配合的要求。 分布式新能源必须在并网点设置易于操作、可闭锁、具有明显断开点的并网断

25、开装置，以确保电力设施检修维护人员的人身安全。 8.2 安全标识 分布式新能源安全标识的形状、颜色、尺寸和高度应根据GB 2894安全标志及其使用导则执行，对于通过380/220伏电压等级并网的分布式新能源，连接电源和电网的专用低压开关柜应有醒目标识，标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号标识。10千伏（6千伏）电压等级并网的在电气设备和线路附近标识“当心触电”等提示性文字和符号。8.3 防雷与接地8.3.1 分布式新能源系统的过电压保护和接地设计应符合DL/T 620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合和DL/T 621交流电气装置的接地要求。8.3.2 分布式新能源线路设备及站室设

26、备防雷保护一般选用无间隙氧化锌避雷器。无建筑物屏蔽的10千伏绝缘线路在多雷地区应逐杆采取有效措施防止雷击断线，具体措施包括：安装带间隙氧化锌避雷器或防雷金具等。 9 继电保护与安全自动装置 9.1 一般性要求 分布式新能源的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，其技术条件应满足GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程的要求。9.1.1 通过380/220伏电压等级并网的分布式新能源，应配置低压过流保护开关和漏电保护装置。9.1.2 通过10千伏（6千伏）电压等级专线接入变电站或开关站10kV母线的分布式新能源，应在变电站或开关站侧单侧配置过流保护或距离保护，有特殊

27、要求时，可根据需要配置光纤电流差动保护。通过10千伏（6千伏）电压等级T接线路接入系统时需在光伏发电站侧配置过流保护。9.1.3 当检测到配电网侧发生短路时，分布式新能源系统向配电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%，同时分布式新能源应立即与配电网断开。9.1.4 接入配电网的分布式新能源应具备一定的电压和频率响应特性，当接入点的电压和频率超出规定范围时，应与配电网的断开，其电压和频率的超出范围值和断开时间均应按照该规定7.1和7.2条的规定执行。9.1.5 对于接入配电网的分布式新能源，应由当地供电局负责其继电保护定值的计算、整定，并定期进行校验。9.1.6 分布式新能源接入配电网时，

28、应对分布式光伏发电送出线路相邻线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应重新配置保护。分布式新能源接入配电网后，应按双侧电源线路进行校核，当不满足要求时，完善保护配置。9.2 元件保护 分布式新能源的各种变压器、同步电机和异步电机类型分布式新能源的发电机应配置可靠的保护装置。分布式新能源应能够检测到电网侧的短路故障（包括单相接地故障）和缺相故障，短路故障和缺相故障情况下保护装置应能迅速将其从电网断开。 分布式新能源应安装低压和过压继电保护装置，继电保护的设定值应满足表4的要求。 9.3 系统保护 通过10千伏（6千伏）电压等级并网的分布式新能源，宜采用专线方式接入电网并根据需要配置光纤电流差动保

29、护。在满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求时，线路也可采用“T”接方式，保护采用电流电压保护。 9.4 防孤岛保护 同步电机、异步电机类型分布式新能源，无需专门设置孤岛保护，但分布式新能源切除时间应与线路保护相配合，以避免非同期合闸。变流器类型的分布式新能源必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。10kV接入的变流器类型的分布式新能源，需在并网点设置自动装置，实现快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开并网点断路器的能力，若10kV线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现孤岛解列，也可不配置独立的安全自动装置。380V电压等级不配

30、置防孤岛检测及安全自动装置，应采用具备防孤岛能力的逆变器。9.5 逆功率保护当分布式新能源的并网方式为自发自用或者余量上网时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过保护定值时，分布式新能源应在1s内自动降低出力或停止向电网线路送电。9.6 恢复并网 系统发生扰动脱网后，在电网电压和频率恢复到正常运行范围之前分布式新能源不允许并网。在电网电压和频率恢复正常后，通过380伏电压等级并网的分布式新能源需要经过一定延时时间后才能重新并网，延时值时间可设置为20s-5min，并网延时由电网调度机构给定；通过10千伏（6千伏）电压等级并网的分布式新能源恢复并网必须经过电网调度机构的允许。10自动化1

31、0.1 10千伏分布式新能源需接入配电自动化，应提出接入调度自动化系统的远动系统配置方案。对于没有实现配电自动化的地区预留自动化借口。10.2 传给调度的信息受调度网的通道和通信规约限制，包括各地配电自动化系统的功能要求也有差异，需要调度系统对10千伏分布式新能源接入的通讯要求进行说明。10.3 有功功率控制与无功功率控制实现的功能需要10千伏接入的分布式新能源系统和调度自动化系统进行配合实现，分布式发电系统参与的控制方案需满足相关调度端有功功率、无功功率控制的总体要求。应考虑未来调度自动化发展对功能要求。10.4 为了满足相关调度端自动化系统的功能和性能，10千伏接入的分布式新能源系统和调度

32、端自动化系统的接口技术要求包括通道切换时间、数据容量、平均无故障时间、抗电磁干扰级别等。11 通信与信息 11.1 一般性要求 11.1.1 并网的通信系统应以满足电网安全经济运行要求为前提，满足电力系统二次安全防护规定要求，满足继电保护、安全自动装置、自动化系统及调度电话等业务对电力通信的要求。11.1.2 通过10千伏（6千伏）电压等级专线并网的分布式新能源必须具备与电网调度机构之间进行光纤通信的能力，能够采集分布式新能源并网运行信息，同时具有接受电网调度机构控制调节指令的能力。分布式新能源与电网调度机构之间通信方式和信息传输应符合相关标准的要求，一般可采取基于DL/T 634.5101和

33、DL/T 634. 5104通信协议。通过10千伏（6千伏）电压等级T接并网的分布式新能源可采用无线公网通信方式，但应采取电网信息安全防护措施。11.1.3 通过380/220伏电压等级接入的分布式新能源应预留与当地电力信息采控平台的通信接口。11.1.4 不同容量和接入电压等级的分布式发电系统在公用电网中的地位和作用不同，需根据相关电网综合数据通信网络总体方案要求，提出综合数据通信网络设备配置要求、网络接入方案和通道配置要求。11.1.5 采用10千伏电压等级专线接入的分布式新能源，应配有完整的由用户端（电源端）到变电站端的光纤通路；采用T接方式接入10千伏电压等级的分布式新能源应具有从用户

34、端（电源端）到接入点开关的独立通信通道，通信容量应满足电力业务的需求。11.1.6 分布式新能源接入配电网通信接口应参照当地实际情况，并与当地供电局调度、营销部门协商确定。11.2 正常运行信号 在正常运行情况下，分布式新能源向电网调度机构提供的通信信息至少应当包括： （1）电源并网状态、有功和无功输出、发电量； （2）电源并网点母线电压、频率和注入配电网的有功功率、无功功率； （3）断路器和隔离开关状态。12 电能计量 12.1 计量点的设置要求 分布式新能源接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点，计量点应设置在产权分界点。每个计量点均应装设电能计量装置，电能计量装置参照*公司电能计量装

35、置通用设计规范（Q/NMDW-YX-007-2012）相关典型方案进行设计。其设备配置和技术性能要求应符合DL/T 448电能计量装置技术管理规程以及*公司关口电能计量装置管理办法（内电营销201254号）等相关规范要求。电能表采用智能电能表，技术性能应满足*公司智能电能表技术规范（Q/NMDW-YX-005-2012）规定。12.2 计量表计的配置原则分布式新能源发电项目所有并网关口计量点、发电单元汇集出口计量点均应安装具有电能量信息采集功能的电能计量装置，以分别计量光伏项目客户的上网电量、用网电量和发电量，电能计量装置由属地供电单位安装。12.2.1 通过10kV（6kV）、220/380

36、V电压等级并网的分布式新能源，其关口计量点应安装1块可计量正反向有功、四象限无功电量、分时电量、最大需量的三相智能电能表，准确度等级为有功0.5s级、无功2.0级；通过220V电压等级并网的分布式新能源，其关口计量点应安装1块可计量正反向有功电量的单相智能电能表，准确度等级为有功1.0级；通过10kV（6kV）、220/380V、220V电压等级并网的分布式新能源，其发电单元汇集点出口应安装用于计量新能源发电量的三相、单相智能电能表。分布式新能源关口、发电量出口计量点配置的智能电能表通讯规约应符合*公司多功能电能表通讯协议（Q/NMDW-YX-00-2012）的规定。12.2.2 10kV（6

37、kV）电压等级配置的三相智能电能表应配套安装专变（大客户）电能采控终端，并通过GPRS/CDMA、光纤、电话等通讯方式接入*公司营销采控主站；220/380V、220V电压等级配置的三相、单相智能电能表应以电力线载波、微功率无线、光纤等通讯方式接入公变电能采控终端并上传至*公司营销采控主站。各类电能采控终端技术功能应满足*公司电能量信息采集与监控终端技术规范（Q/NMDW-YX-002-2012）要求，通讯规约应符合*公司电能量信息采集与监控平台系统数据传输规约（Q/NMDW-YX-002-2012）的规定。12.3 电能计量装置投运前的管理 分布式新能源并网前，具有相应资质的单位或部门完成电

38、能计量装置的安装、校验以及结合营销电能采控系统进行通信协议和系统调试，电源产权方应提供工作上的方便。电能计量装置投运前，应按照*公司关口电能计量计费系统验收规范（内电营销201252号）要求，由电网企业组织相关方以及电源产权归属方共同完成竣工验收。 13 并网检测 13.1一般性要求 13.1.1 分布式新能源接入配电网的检测点为分布式新电源并网点。13.1.2 10千伏接入配电网的分布式新能源必须由具有相应资质的单位或部门进行检测，出具检测报告，380伏/220伏接入的分布式新能源必须出具设备合格证，并在检测前将检测方案报所接入电网调度机构备案。13.1.4 检测包括并网前的检测与确认和现场

39、检测。13.1.5 当分布式新能源系统更换、修改主要设备（包括软、硬件）时，需要重新提交检测报告。 13.1.6 当分布式新能源系统停止使用时，应报当地电力调度部门及客户管辖单位备案。13.2 检测内容 13.2.1并网前的检测与确认（1）确认并网分布式新能源业主提供的并网关键设备的产品合格证、出厂试验报告及说明等能证明分布式新能源并网系统安全、质量的原始资料。分布式光伏逆变器应提供具有相应资质单位或部门提供的检测报告。（2）确认并网分布式新能源设备符合设计和安装相关标准要求。（3）检测并记录分布式新电源并网设备的基础参数及功能。（4）确认分布式新能源的并网部分设计报告是否满足并网要求。（5）

40、其他需在并网前检测和确认的内容。13.2.2现场检测现场检测应按照国家或有关行业对分布式新能源并网运行制定的相关标准或规定进行，必须包括但不仅限于以下内容：（1）电能质量，包括谐波、电压偏差、电压不平衡度、电压波动和闪变等；（2）电压电流与频率响应特性；（3）安全与保护功能；（4）电源起停对电网的影响；（5）通信与信息（6）电能计量（7）调度运行机构要求的其他并网检测项目。15附 录1 ：分布式新能源单点接入配网典型方案1.1 方案一本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的分布式新能源，公共连接点为公共电网变电站10kV母线，建议单个并网点参考装机容量1MW5MW。一次系统接线示意图见附图1

41、。附图1：方案一一次系统接线示意图1.2 方案二本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的分布式新能源，公共连接点为公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线，建议单个并网点参考装机容量300kW5MW。 附图2：方案二一次系统接线示意图1.3 方案三本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的分布式新能源，公共连接点为公共电网10kV线路T接点，建议单个并网点参考装机容量300kW5MW。附图3：方案三一次系统接线示意图1.4 方案四本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的分布式新能源，建议单个并网点参考装机容量300kW5MW。方案一次系统有两个子方案，子方案一接线示意图见附图4，

42、子方案二接线示意图见附图5。附图4：方案四一次系统接线示意图（方案一）附图5：方案四一次系统接线示意图（方案二）1.5 方案五本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）380伏接入的的分布式新能源，公共连接点为公共电网配电箱或线路，建议单个并网点参考装机容量不大于100kW，采用三相接入；装机容量10kW及以下，可采用单相接入。方案一次系统接线示意图见附图6。附图6：方案五一次系统接线示意图1.6 方案六本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）380伏接入的分布式新能源，公共连接点为公共电网配电室或箱变低压母线，建议单个并网点参考装机容量20kW200kW。附图7：方案六一次系统接线示意图1.7

43、 方案七本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）380伏接入的分布式新能源，单个并网点参考装机容量不大于300kW，采用三相接入；装机容量10kW及以下，可采用单相接入。方案一次系统有三个方案，方案一接线示意图见附图8，方案二接线示意图见附图9,方案三接线示意图见附图10附图8：方案七一次系统接线示意图（方案一）附图9：方案七一次系统接线示意图（方案二）附图10：方案八一次系统接线示意图附 录2分布式新能源接入配电网前安全性评估表盖章/签字：项目内容说明公用信息项目名称建设地点及安装位置本期装机容量（kW)并网点电压等级（kV) 380V； 6kV； 10kV； 20kV； 35kV

44、 并网点：新能源电站升压站高压侧母线、如果没有升压变则为光伏发电系统输出汇总点；公共连接点：与公共电网产权分界点。公共连接点电压等级（kV) 380V； 6kV； 10kV； 20kV； 35kV电量消纳方式 自发自用； 余量上网； 完全上网消纳提资提资单位接入方式专线接入或T接等电网侧项目内容1. 公共连接点（安全性考核点）例如：*kV*站的*kV母线2.投产水平年份，接入变电站供电区域的最大负荷水平、最小负荷水平例如：投产年：2015年；PLMAX= MW;PLMIN= MW.3. G公共连接点所在变电站的主变容量、台数、阻抗参数例如：*站主变容量：2120MVA；两卷变的漏抗参数：14；

45、三卷变的漏抗参数：高中侧漏抗14；4. 接入系统送出线路的型号、长度、电阻参数、电抗参数和电纳参数，以及能承受的热稳定功率例如：线路参数：LGJ-120,3kM；R= 欧姆/kM；X= 欧姆/kM；5. 接入系统母线小方式下的三相短路容量和三相短路电流B= uF/kM；热稳定功率：P= MW。用户侧项目内容1.总装机容量，总升压变压器的容量、变比和阻抗参数例如：升压变参数：212.5MVA；变比参数：380V/6kV；阻抗参数：12。2.汇集系统的线路参数、变压器参数3.配置的无功补偿设备形式、容量等参数例如：升压站的低压侧*kV母线，配置静态电容器（或SVC、SVG）补偿*Mvar。4.光伏组件逆变器检测报告（逆变器容量；额定电流；逆变器的谐波特性、闪变系数、不平衡度、直流分量等）需要单独提供厂家出厂型式试验报告作为提资的附件。评